Способы эксплуатации штанговый насос

Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Энергия пласта также играет немаловажную роль в выборе способа эксплуатации скважины, поэтому нефтяные и газовые продукты могут быть извлечены посредством фонтанного, насосного или газлифтного способа эксплуатации. Все эти разновидности способов известны под общим наименованием – механизированная добыча полезных ископаемых (нефти и газа).

Фонтанный способ

Данный способ эксплуатации нефтяной скважины подразумевает поднятие жидкостей от забоя наверх по всей скважине, стимулятором чего будет только энергия нефтяных пластов. К преимуществам такого способа относится его высокая экономичность, поскольку подъем происходит естественным путем и не требует дополнительной траты сил и времени на это. Особое оборудование при этом способе эксплуатации также не требуется, и можно сэкономить как на его стоимости, так и на техническом обслуживании. Для обустройства фонтанирующей скважины потребуется головка для колонны, арматуры и линия выкидного типа из наземной техники, а также сама колонна из подземной. Трубы НКТ опускаются до верхних отверстий, образованных перфорацией. Трубы необходимы для обеспечения поднятия жидкости наверх по скважине, а также ряда других работ:

• Регулировка режима функционирования.
• Обеспечение работ по изучению скважины.
• Устранение отложений смолы и парафинов.
• Технологические мероприятия.
• Защита скважинной колонны от воздействия коррозии.
• Устранение пробок из песчаного материала.
• Процесс глушения скважины, который проводится перед проведением ремонтных работ в стволе.
• Защита от высокого давления и его перепадов.

Газлифтный способ

Существует две разновидности газлифтного способа эксплуатации нефтяной скважины: с компрессорами и без них. К плюсам такого способа можно отнести следующие качества:

• Техника для работы находится над землей, и ее проще обслуживать и проводить по мере надобности ремонтные работы.
• Конструкция техники достаточно проста в эксплуатации.
• Подъем жидкости можно производить в большом размере, и это не зависит от глубины ствола или ширины колонны.
• Дебит нефтяного продукта можно контролировать и задавать самостоятельно, для чего потребуется менять объем газа для подачи в скважину.
• С помощью газлифтового способа эксплуатации можно проводить эксплуатацию нефтяных или газовых скважин, которые были залиты водой или оказались пробурены в слоях с высоким содержанием песка.
• Исследовательские мероприятия в скважинах проводятся быстрее и проще.

Конечно, данный способ эксплуатации нефтяных и газовых скважин имеет и ряд недочетов. Так, в процессе эксплуатации требуется регулярно менять трубы НКТ, подъемник, эксплуатируемый в работе, имеет невысокий коэффициент полезного действия. Кроме того, создание компрессорных систем обходится недешево, а на тонну добываемых ископаемых приходятся высокие затраты электричества.

Насосная эксплуатация скважин

• Штанговое глубинное оборудование.
• Центробежный насос с электроприводом.
• Погружной штанговый либо насос с электроприводом.
• Диафрагменное устройство.

Особенности эксплуатации с помощью штангового насоса

• Невысокая подача.
• Ограничение по спуску оборудования.
• Ограничение по углу уклона ствола скважины.

При этом способе эксплуатации конструкция простого насоса состоит из цилиндра и плунжера с клапаном по типу шара-седла, благодаря которому обеспечивается подъем жидкости и исключается ее течение вниз. Также в конструкции может быть всасываюший клапан – он установлен ниже цилиндра. Штанговый насос работает посредством передвижений плунжера, на который воздействует привод. В насосе проходит верхняя штанга, она прикреплена к головке балансировочного элемента. Ключевые части штангового насоса:

• Рама.
• Четырехгранная пирамидообразная стойка.
• Балансировочный элемент.
• Траверса.
• Редуктор с противовесными элементами.
• Салазка поворотного типа.

Штанговый насос может быть вставного типа или невставного. Первые опускаются в ствол скважины в уже готовом виде, а до того по НКТ вниз погружается замок. Для замены оборудования не нужно несколько раз спускать или поднимать трубы. Что касается невставных разновидностей, то их можно спустить в наполовину готовом виде. Если такой насос требуется отремонтировать или поменять, нужно поднимать его по частям: сначала поднимается плунжер, а затем НКТ. Оба вида имеют и плюсы, и минусы, и выбор должен происходить с учетом конкретных условий предстоящей эксплуатации.

Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом

К ключевым узлам относятся следующие элементы:

• Сам насос, который состоит из нескольких секций и ступеней, а также колес и стальной трубы.
• Электрический мотор погружного типа, который заполняется маслом.
• Защита от воздействия влажности: она находится между двумя предыдущими элементами, защищая электромотор и передавая вращательный момент на насос.
• Кабель для подачи электричества от подстанции. Его структура должна быть защищена бронированным слоем, на земле до уровня спуска его сечение должно иметь круглую форму, а от погружного элемента – плоскую.

К дополнительному оборудованию, используемому в этом случае для эксплуатации нефтяных и газовых скважин, относятся следующие элементы:

• Газовый сепаратор, который эксплуатируется с целью уменьшить объем поступающих газов в насосное оборудование. В случае, если понижать этот показатель нужды нет, то можно применять вместо сепаратора обычный модуль для подачи жидкости в насос.
• Система термического типа с манометром (ТМС). Она сочетает функции измерения температурного режима и показателей давления внутри среды, в которой в настоящее время находится электронасос.

Данная установка должна монтироваться прямо в процессе спуска конструкции в ствол скважины. Сбор элементов производится в последовательном порядке, по направлению снизу наверх, в том числе и соединение кабеля с установкой и к трубам. Крепление осуществляется посредством металлических особых поясов; кабель, ведущий на поверхность, подключается к трансформатору и станции, которая выполняет функцию управления.

Кроме указанных элементов, колонна труб НКТ должна быть оснащена парой клапанов – сливным и обратного хода. Они установлены над насосом. Клапан обратного хода применяется в системе насоса для подачи жидкости в НКТ перед началом функционирования насосной станции. Этот клапан также не дает жидкости пролиться вниз из-за высокого давления. Что касается сливного клапана, то этот элемент устанавливается над предыдущим и применяется для слива жидкостей, который необходимо осуществить перед поднятием наверх оборудования.

Достоинства электрических центробежных насосов достаточно обширны и выделяют их по сравнению с глубинными аналогами штангового типа:

• Легкость конструкции наземной техники, а также упрощенная схема ее функционирования.
• Возможность откачивать большие объемы жидкости из ствола нефтяной или газовой скважины.
• Возможность успешной эксплуатации на большой глубине (более 3 км).
• Длительное время эксплуатации и минимальные нужды в ремонте, а также долгие промежутки действия между плановыми ремонтными работами.
• Исследования внутри нефтяной и газовой скважины могут быть осуществлены без поднятия оборудования на поверхность.
• Повышенная легкость процесса удаления парафиновых отложений, которые оседают на стенках НКТ.

Эксплуатация электрических центробежных насосов погружного типа возможно в скважинах, которые имеют определенный угол наклона, а также горизонтальное строение. Кроме того, они могут эксплуатироваться в скважинах с высокой обводненностью, в скважине с высоким содержанием брома в воде, а также для откачки растворов на основе кислот и солей. На современном рынке существуют разновидности, которые могут функционировать в одной скважине на разных уровнях с обсадными колоннами. В ряде случаев центробежные погружные насосы могут эксплуатироваться и для откачки воды из пластов горной породы, чтобы поддержать нужный уровень давления в них. Таким образом, спектр эксплуатации электрических насосов погружного типа для обеспечения работы скважины представляет собой наиболее широкую область, и оборудование данного вида может эксплуатироваться наиболее эффективно.

Источник

Штанговая насосная эксплуатация скважин

Вы будете перенаправлены на Автор24

Область применения скважинных насосных установок

Штанговый скважинный насос – это устройство, с помощью которого возможно откачивать жидкие среды из глубоких скважин.

Больше половины (около 66%) действующих скважин на территории Содружества Независимых Стран эксплуатируются при помощи штанговых глубинных насосов. Дебиты данных скважин находятся в пределах от нескольких десятков килограмм до нескольких тонн. Особенностью штанговых скважинных насосов является то, что в скважине устанавливают поршневой насос, приводящийся в действие поверхностным приводом. Эти насосы способны обеспечивать откачку жидкости из глубоких скважин, обводненность которых может достигать 99 %, вязкостью добываемой нефти до 100 МПа, в которой содержится до 0,5 % твердых примесей, 25 % свободного газа на приеме, 0,1 % сероводорода, минерализацией воды до 10 грамм на литр, а также температурой до 130 градусов по Цельсию. Пример схемы штанговой глубинной скважинной установки изображен на рисунке ниже.

Рисунок 1. Пример схемы штанговой глубинной скважинной установки. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

I – устьевое оборудование; II – подвеска штанг и труб; III – глубинный насос; IV – песочный или газовый якорь; 1 – фундамент; 2 – якорь; 3 – электродвигатель; 4 – редуктор; 5 – кривошип; 6 – груз; 7 – шатун; 8 – груз балансира; 9 — стойка; 10 – балансир; 11 – механизм для фиксации головки балансира; 12 – головка балансира; 13 – канатная подвеска; 14 – сальниковый шток; 15 – устьевое оборудование скважины; 16 – колонна обсадная; 17 – насосно-компрессорные трубы; 18 – колонна штанг; 19 – глубинный насос; 20 – газовый якорь; 21 – устьевый сальник; 22 – трубная муфта; 23 – штанговая муфта; 24 – цилиндр насоса; 25 – плунжер насоса; 26 – выкидной клапан; 27 – приемный клапан.

Готовые работы на аналогичную тему

Скважинный насос приводится в действие при помощи станка-качалки, где вращательное движение, которое получают от двигателя с помощью редуктора и балансира превращается в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру скважинного поршневого насоса (обычно).

Поршневой насос – это объемная гидромашина, в которой функцию вытеснителя выполняет поршень (или несколько поршней/плунжеров), совершающих возвратно-поступательное движение.

Основными глубинными установками, использующиеся на территории Российской Федерации, являются:

1. Установки со струйными насосами.
2. Штанговые скважинные глубинные установки.
3. Установки с электроприводами и диафрагменными насосами.
4. Установки погружных центробежных насосов с электроприводом.
5. Установки поршневых гидравлических насосов.
6. Установки с электроприводом и винтовыми насосами.

Классификация скважинных глубинных установок

Скважинные глубинные насосы классифицируют по нескольким признакам, таким как:

• По принципу действия глубинного насоса. По данному признаку глубинная установка может быть роторно-поршневая, плунжерная, винтовая, вибрационная, струйная, диафрагменная, центробежная.
• По типу передачи энергии от приводного двигателя глубинному насосу. По данному признаку глубинная установка может быть бесштанговая, штанговая.
• По наличию балансира. По данному признаку глубинная установка может быть балансирная и безбалансирная.
• По типу используемого привода. По данному признаку глубинная установка может быть пневматическая, механическая, гидравлическая.
• По назначению. По данному признаку глубинная установка может быть использована для эксплуатации глубинных скважин, низкодебитных скважин, скважин средней глубины, среднедебитных скважин, неглубоких скважин, высокодебитных скважин.

Новые технологии штанговой насосной эксплуатации скважин

Наиболее осложняющими штанговую насосную эксплуатацию скважин факторами являются: вредное влияние попутного нефтяного газа на оборудование, кривизна скважины, образование отложений парафина, образование отложений неорганических солей, высокая вязкость откачиваемой нефти, наличие песка и т.п.

Для сохранения лесных и земельных угодий скважины могут располагать кустовым способом, что снижает затраты на разбуривание и сооружение коммуникаций. Проблема добычи высоковязкой нефти решается несколькими способами. Один из них подразумевает снижение вязкости жидкости в пласте, насосной-компрессорных трубах или в эксплуатационной колонне. Это может быть реализовано двумя способами: нагрев жидкости перед входом в насос либо подача в скважину специальных растворителей и химических элементов. Еще одним способом является механическое воздействие на структуру нефти, разработанный «Туймазнефть». Для его осуществления используется «Шнек», который монтируется в хвостовике перед приемом насоса. Как показала практика это позволяет увеличить производительность глубинного насоса на 20 %.

Источник

Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами

Характеристика схемы штанговой насосной установки (ШНУ), ее элементы и назначение. Узлы ШНУ: станок-качалка, штанговые скважинные насосы, насосная штанга. Работа насосов в осложненных условиях. Техника безопасности при штанговой эксплуатации скважин.

Рубрика	Производство и технологии
Вид	реферат
Язык	русский
Дата добавления	03.03.2017
Размер файла	319,3 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Принудительный подъем нефти из скважин с помощью насосов является наиболее продолжительным в жизни месторождения.

Одним из разновидностей этого способа является добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (УШГН). Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами. С их помощью добывается около 30% нефти.

В настоящее время ШГНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30. 40 м жидкости в сутки, реже до 50 м при средних глубинах подвески 1000. 1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м/сут. В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м.

Широкое распространение ШГНУ обусловливают следующие факторы: простота ее конструкции,простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях, удобство регулировки, возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации, малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости, высокий КПД, возможность эксплуатации скважин малых диаметров.

УШГН представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом — станком-качалкой. Последний включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса.

Осуществление способа производится с помощью установки. Подземное оборудование составляют: насосно-компрессорные трубы, насос, штанги, устройства для борьбы с осложнениями. К наземному оборудованию относится привод (станок-качалка), устьевая арматура, рабочий манифольд.

В данной работа предназначена для рассмотрения особенности работы УШГН и выбора становки для опреленных условий.

штанговый насосный скважина качалка

1.1 Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение

Штанговая насосная установки ШНУ (рис. 1) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы.

Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).

Рисунок — 1. Общая схема штанговой насосной установки

В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК.

Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя 9. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде.

Все элементы станка-качалки — пирамида, редуктор, электродвигатель — крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т. е. длины хода штанг.

Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Промышленностью выпускается большое число станков-качалок различных типоразмеров (так называемый нормальный ряд) грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН, в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать штанговыми установками (ШСНУ).

Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются государственным стандартом.

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 — 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 — 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6 — 6 м). Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.

Приводы классифицируются: а) по роду используемой энергии — на механические, гидравлические, пневматические; б) по числу обслуживаемых скважин — на индивидуальные и групповые; в) по типу первичного двигателя — на электрические и тепловые.

Станок-качалка является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью — колонной штанг.

В конструктивном отношении станок-качалка представляет собой четырехзвенный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение колонны штанг.

Устройство серийного станка-качалки по ГОСТу 5866-76 описывается следующим образом.

Крутящий момент от электродвигателя через клиноременную передачу передается на ведущий вал редуктора, а затем и на ведомый вал. На последнем укрепляется кривошип с противовесами. Кривошип с помощью шатунов и траверсы связан с балансиром, качающимся на опоре, укрепленной на стойке. Балансир со стороны переднего плеча снабжен откидной головкой, на которой монтируется канатная подвеска.

Станок-качалка (СК) состоит из ряда самостоятельных узлов.

Рама предназначена для установки на ней всего оборудования СК и выполняется из профильного проката в виде двух полозьев, соединенных поперечниками, и имеет специальную подставку под редуктор. Стойка является опорой для балансира и выполняется из профильного проката в виде четырехгранной пирамиды. Ноги стойки связаны между собой поперечинами. Снизу стойка крепится к раме сваркой или болтами, сверху несет плиту для крепления оси балансира с помощью двух скоб.

Балансир предназначен для передачи возвратно-поступательного движения колонне штанг. Выполняется из профильного проката двутаврового сечения и имеет однобалочную или двухбалочную конструкцию. Траверса выполняет роль связующего звена между кривошипно-шатунным механизмом и балансиром и конструктивно выполняется в виде прямолинейной балки из профильного проката. Крепление к балансиру шарнирное при помощи сферического роликоподшипника. Шатун — трубная заготовка со специальными головками по концам; с помощью верхней головки шатун соединяется пальцем с траверсой, нижней — кривошипом через палец и сферический подшипник. Кривошип — основной элемент кривошипно-шатунного механизма, предназначенный для преобразования вращательного движения вала редуктора в возвратно-поступательные колонны штанг. Выполнен в виде прямоугольных пластин с отверстиями для крепления к шатунам и ведомому валу редуктора. Снабжен пазами для установки и перемещения противовесов. Канатная подвеска является гибком звеном между колонной штанг и балансиром. Состоит из двух траверс — верхней и нижней, разделенных втулками зажимов канатов. На верхней траверсе лежит узел крепления полированного штока. Траверсы могут быть раздвинуты винтами для установки динамографа. Клиноременная передача СК предусматривает применение клиновых ремней типов О,А,Б,В,Г. Правильный выбор типа ремня обеспечивает долговечность работы передачи. Шкивы выполняют быстросменными за счет конусной расточки тела и применения конусной втулки, закрепляемой гайкой. Поворотные салазки являются рамой для двигателя, крепящейся в наклонном положении, что обеспечивает изменение межцентрового расстояния между осями валов и, следовательно, натяжение ремней. Тормоз двух колодочной конструкции укрепляется на тормозном барабане и приводится в действие ходовым винтом. Рукоятка тормоза в целях безопасности вынесена в конец рамы станка-качалки.

Приводом станка качалки является трехфазный, асинхронный электродвигатель во влагоморозостойком исполнении с короткозамкнутым ротором с кратностями пускового и максимального момента соответственно 1,8…2,0 и 2,2…2,5.

Основная синхронная частота вращения — 1500 об/мин. Для получения необходимого числа ходов точки подвеса штанг могут быть применены электродвигатели с частотой вращения 750 или 1000 об/мин серии АОП.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие).

За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т.д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

1.2.2 Штанговые скважинные насосы

По способу крепления насосов к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не вставные (НСН) скважинные насосы (Рисунок 4.5, 4.6).

У не вставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН — сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности.

Рисунок -2. Насосы скважинные вставные 1 — впускной клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный клапан; 4— плунжер; 5 — штанга; 6 — замок.

Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

В НСН для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2 ё 2.5 раза ускоряются спускоподъемные операции при ремонте скважин, и существенно облегчается труд рабочих. Однако производительность вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше производительности не вставного.

Рисунок-3. Невставные скважинные насосы 1 — всасывающий клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный клапан; 4 — плунжер; 5 — захватный шток; 6 — ловитель

Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска.

Невставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.

Насосная штанга предназначена для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм и длиной 8 м — для нормальных условий эксплуатации.

Для регулирования длины колонн штанг с целью нормальной посадки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги (футовки) длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м. Штанги соединяются муфтами. Имеются также трубчатые (наружный диаметр 42 мм, толщина 3,5 мм). Начали выпускать насосные штанги из стеклопластика (АО «Очерский машиностроительный завод»), отличающиеся большей коррозионной стойкостью и позволяющие снизить энергопотребление до 20%.

Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкование штанг, а также применяют ингибиторы.

Особая штанга — устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу.

Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и подвешивания колонны НКТ (Рисунок 4).

Рисунок-4. Типичное оборудование устья скважины для штанговой насосной установки 1 — колонный фланец; 2 — планшайба; 3 — НКТ; 4 — опорная муфта; 5 — тройник, 6 — корпус сальника, 7 — полированный шток, 8 — головка сальника, 9 — сальниковая набивка

Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.

Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Наличие шарового соединения обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью НКТ, исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивки.

1.3 Работа насосов в осложненных условиях

Среди штанговых насосов можно выделить отдельную группу специальных насосов, созданных для работы в осложненных условиях. Такими условиями принято считать наличие в нефти газа, солей, парафина, песка, воды и других агентов, приводящих к изменению свойств жидкости и условий ее добычи. Вот некоторые из применяемых типов.

Манжетные насосы отличаются конструкций поршня и предназначены для эксплуатации скважин, содержащих очень вязкую нефть. Манжеты изготовлены из нефтестойкой резины и собираются на трубе-стержне.

Насосы с гуммированным плунжером выпускаются вставного и не вставного типа. Используются для эксплуатации скважин с большим содержанием песка. На кольцевые проточки плунжера запрессовываются 3. 4 резиновых кольца. Уплотнение кольца достигается давлением жидкости внутри поршня через отверстие в корпусе, выходящее под кольцо.

Телескопические насосы предназначены для эксплуатации скважин с очень высоким содержанием песка и большой вязкостью жидкости (50*10 -6 м 2 /с и более).

Конструктивно насос выполнен из трех труб: нижняя — неподвижная, является цилиндром насоса и подвижных, скользящих по ней и выполняющих функцию плунжера. Эти трубы вверху соединены. Такая конструкция обеспечивает получение между цилиндром и плунжером большого зазора (до 0,5 мм). Наличие циркулирующей жидкости по зазору обеспечивает вынос песка и гидравлическое уплотнение.

Многоступенчатые насосы предназначены для эксплуатации скважин с большим газовым фактором. Состоят из 2-3 плунжеров различного сечения, работающих по принципу «тандем»: нижний плунжер увеличенного диаметра подает газированную жидкость в верхний, где она сжимается под большим давлением вследствие меньшего диаметра верхнего плунжера и цилиндра и т.д.

Рассмотрим технологические особенности работы УШГН в осложненных условиях.

По мере движения ГЖС от забоя скважины к приему насосы из-за снижения давления и температуры происходит выделение газа. Как наиболее подвижный агент, газ первым входит в цилиндр насоса и, заполняя его, препятствует поступлению жидкости. Улучшить это положение можно двумя путями: создать на приеме насоса давление, больше чем давление раз газирования (давление насыщения), или изменить направление движения жидкости на входе в насос таким образом, чтобы газ отделялся от жидкости и уходил в затрубное пространство.

Первый метод требует спуска насоса под динамический уровень на очень большую величину, что не всегда достижимо и не экономично. Второй метод требует применения специальных устройств — якорей. И хотя газовых якорей создано в настоящее время много, большинство из них работают на одном принципе — гравитационном разделении газа и жидкости за счет изменения направления движения смеси на 90 или 180 градусов.

Выпадение парафина из нефти ведет к перекрытию отверстий фильтра, клапанов, труб. Борьба с парафином ведется несколькими методами: механическими — посредством постоянного соскабливания выделяющегося на внутренней поверхности НКТ парафина укрепленными на штангах скребками; химическими — посредством дозирования на прием насоса химических реагентов, разрушающих парафин; тепловыми — рас плавлением нагреваниями.

Примером механического способа борьбы с отложениями парафина являются пластинчатые скребки, получившие распространение на промыслах восточных районов.

Скребки уплотняются на штангах через определенные интервалы и периодически поворачиваются с помощью специальных устройств — штанговращателей.

Крепление пластины к штанге производится хомутами, которые охватывают штанги и привариваются к пластине. Считается, что за счет деформации сварочного соединения, возникающего после его остывания, пластина надежно будет удерживаться на штанге.

Химические методы борьбы с парафином заключаются в подаче химических реагентов в скважину.

Опыт показывает, что наиболее целесообразным является дозирование реагента непосредственно на прием насоса с помощью глубинных дозаторов.

Приведем описание одного из них. Установка скважинного штангового насоса с дозатором химреагентов состоит из насоса, колонны труб, штанг, корпуса дозатора. Последний связан с контейнером и разделительным поршнем. В корпусе дозатора расположены всасывающий и нагнетательный клапаны, ограничительная решетка, в которой установлена регулирующая втулка клапана. В корпусе дозатора имеются отверстия для поступления пластовой жидкости в насос. Установка работает следующим образом. При всасывании жидкости штанговым насосом происходит подъем клапана, который в свою очередь захватывает через клапан химический реагент. При нагнетании жидкости штанговым насосом клапан захлопывается под действием столба жидкости и пружины.

Шток клапана вытесняет реагент в полость всасывания через нагнетательный клапан. По мере расхода реагента давление в контейнере снижается; за счет разницы пластового давления и давления в контейнере происходит перемещение реагента поршнем вверх.

При демонтаже производится выдавливание пластовой жидкости из контейнера отворачиванием пробки, через которую производится наполнение контейнера реагентом.

Применение данной установки позволяет повысить эффективность внутрискважинной обработки за счет применения химреагента против коррозии, отложений парафина внутри насоса и других осложнений, а также очистки фильтра.

Тепловые методы снижения вязкости предполагают спуск в скважину совместно с УШГН электрических нагревателей, к которым по кабелю подается напряжение с поверхности.

Известно поднасосное и наднасосное расположение нагревателей, спускаемых в скважину одновременно с насосом. Этот метод основан на жидкостей снижать свою вязкость при нагреве.

1.4 Техника безопасности при штанговой эксплуатации скважин

Основные положения по техинке безопасности при штанговой насосной эксплуатации скважин ограждение движущихся частей станка-качалки, обслуживание электрообрудования и выполнение требований при ремонте.Серьезные требования предъяляеются к оборудованию устья скважины, принятому к серийному производству, к числу которого относятся устьевые сальники типа СУС.

При монтаже и эксплуатации станков-качалок основными требованиями по технике безопасности являются следующие:

1.СК необходимо монтировать под руководством опытного бригадира или мастера при помощи монтажных приспособлений и крана.

2. Все движущиеся части должны быть ограждены

3. При нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой и подвески сальникового штока и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.

4. Запрещается проворачивать шкиф редуктора вручную и тормозить его подкладыванием трубы, лома и других предметов.

5. Запрещается снимать клиновой ремень при помощи рычагов , устанавливать и снимать ремень необходимо путем передвижания электродвигателя.

6. При замене пальцев кривошипа шатун требуется надежно прикрепить к стойке станка.

7. Осмотр и замену отдельных частей станка следует выполнять при остановке и затормажевании СК.

8. Перед пуском станка-качалки необходимо убедиться в том, что тормоз освобожден, ограждения установлены и нет посторонних людей в опасной зоне.

9. До начала ремонтных работ на установке привод должен быть отключен, а на пусковом устройстве укреплен плакат «Не включать — работают люди». На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением пускового устройства должен быть укреплен щит с надписью «Внимание! Пуск автоматический».

10. Устье скважины рекомендуется оборудовать клапаном для предотвращеиня разлива нефти через сальник при обрыве полированного штока.

Управление электродвигателем станка-качалки обычно проводится упрощенной системой блокировки и защиты. Разработан блок управления БУС-3М, с помощью которого можно осуществлять управление в ручном, дистанционном , автоматическом и программном режимах работы.

При обслуживании электропривода персонал должен работать в диэлектрических перчатках. Скважинная насосная установки перед включением должна быть заземлена.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Коэффициент подачи штанговой скважинной насосной установки как отношение действительной фактической производительности к условной теоретической производительности установки. Способы определения коэффициента подачи скважинной штанговой установки.

лабораторная работа [941,0 K], добавлен 20.11.2013

Схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение. Расчет коэффициента подачи штангового скважинного насоса. Факторы, снижающие подачу. Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин.

контрольная работа [463,0 K], добавлен 19.01.2016

Варианты крепления вставных насосов. Основные узлы станка-качалки типа СКД. Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами. Использование устьевого оборудования для герметизации затрубного пространства и отвода продукции скважины.

реферат [822,1 K], добавлен 21.05.2009

Создание инструмента по выявлению и предотвращению возможных неисправностей в работе скважинной штанговой насосной установки с помощью динамометрирования. Анализ возможных неисправностей добывающих скважин в программном обеспечении «DinamoGraph».

дипломная работа [4,4 M], добавлен 29.04.2015

Анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ). Подбор оборудования для эксплуатации ШСНУ. Разработка мероприятий по увеличению межремонтного периода скважин.

дипломная работа [1,2 M], добавлен 31.10.2013

Источник